催化裂化反再系统腐蚀影响分析

赵连元，王 楷，杨明明

(中国石油天然气股份有限公司独山子石化分公司，新疆 独山子 833600)

反再系统是催化裂化装置的核心设备，腐蚀泄漏严重时可造成装置停工，严重影响装置长周期运行。反再系统腐蚀主要表现为高温气体腐蚀、催化剂的冲蚀、应力腐蚀及露点腐蚀。该文通过分析催化裂化反再系统主要存在的腐蚀形式、腐蚀机理，找出了易发生腐蚀部位并提出了相应措施。对反再系统发生腐蚀案例进行了分析，并针对腐蚀情况采取了相应的防护措施，减缓了催化裂化装置反再系统的腐蚀。

1 高温气体腐蚀

1.1 高温气体腐蚀易发生部位

再生器高温部位内部构件;再生器内构件各支撑筋板;再生器内部旋风器龟甲网;再生器内部构件选材不符合高温使用要求等部件。

1.2 高温气体腐蚀的预防措施

检修中主要对两器内构件进行选材确认，保证设备内构件材质符合高温使用要求;在正常生产过程中，要严格控制再生器床温，保证不超温;每周定期进行两器系统热检，主要对两器外壁进行宏观检查。检查两器外壁有无局部过热、红斑、漏点现象等。

1.3 高温气体腐蚀案例

2008年9月再生烟气浓度、粒度超标，催化剂单耗上升较大，催化剂跑损严重，最终导致装置停工检修。鉴定时发现再生器一级旋风分离器东北组出口筒节部分磨蚀穿洞，最大直径约360 mm。原因为旋风分离器使用时间过长(已经运行14 a)所致;再生器内高温条件下一级旋风分离器被氧化，同时还会产生脱碳，使钢中的碳被氧化后生成CO和CO2离开金属表面，使钢的表面的固溶碳减少，影响了钢的机械强度，同时降低了钢的疲劳极限和表面硬度;催化剂冲蚀，造成旋风分离器局部穿孔。针对腐蚀情况在穿孔部位进行修复补焊，更换钢板，同时修复内壁衬里，在2009年鉴定时该部位未出现异常情况，考虑装置长周期运行，在2009年大修时将再生器旋风分离器更换，至今运行正常。

2 催化剂的冲蚀

2.1 催化剂冲蚀易发生部位

旋风分离器出口、翼阀阀板、主风分布管管嘴和烟气管道上弯头等。

2.2 催化剂冲蚀磨蚀的预防措施

在检修中严格控制检修质量，对冲蚀较严重的部位应合理使用耐磨衬里材料，旋分器及两器内部异型部位的内部衬里应选用合理的耐磨衬里材料如:刚玉、TA-218等材料;在装置开停工过程中严格按照升温曲线图控制升温速度;在正常生产过程中合理控制加工量，防止设备超负荷状态运行，降低催化剂冲蚀磨损。

2.3 催化剂冲蚀磨蚀案例

2008年8月对反再系统检查时发现反应温度热偶套管磨损严重(见下图1)。

图1 反应热偶磨损Fig.1 Reaction heat even wear

分析原因认为:该热偶在沉降器粗旋出口，由于此部位催化剂流速较快，导致热偶套管磨损严重。针对该问题在热偶下方增加V型带龟甲网衬里保护热偶套管，有效地解决了该问题(见图2)。

图2 采用V型带龟甲网衬里热偶套管Fig.2 V-belt hexsteel thermocouple sleeve lining

3 应力腐蚀

3.1 应力腐蚀易发生部位

两器顶部焊缝处;两器外壁与热偶套管焊缝处;三旋进出口焊缝处;膨胀节。

3.2 应力腐蚀的预防措施

在检修中严格控制施工质量，确保焊接质量;在正常生产中定期对反再系统检测，主要对再生器顶、大烟道管线、三旋进出口、膨胀节等部位进行定期检查，并制作相应表格，对检查情况进行记录，对异常部位进行分析，查找出原因，及时处理。

3.3 应力腐蚀案例

2009年4月9日16∶00车间人员巡检时发现再斜管卸料线焊缝处有裂纹，裂纹长达100 mm(见图3)。立即通知检修公司抢修，并在断裂部位进行标记。10 min后抢修人员到现场，该裂纹两边又各扩展10 mm左右。17∶30开始补焊，处理过程中焊缝已经有气体泄漏出来，18∶50恢复正常。

图3 斜管卸料线焊缝处裂纹Fig.3 Inclined tube discharge line weld cracks

由于该部位斜管温度在300℃左右，而焊缝部位只有100℃左右，并且该部位为盲头死区，存在露点腐蚀条件;该管线阀门与平台接触，提升管斜管工作存在振动工况，该部位受到交变应力作用，存在疲劳现象;管线材质为15CrMo，焊缝为不锈钢，断裂部位为焊缝，存在应力集中现象。针对裂纹情况对反再系统重点部位进行清查，在检修中落实整改;对两器、分馏系统加强检查，每两月进行一次彻底检查(包括所有焊缝、热偶、引管等)，制定关键设备特护细则;积极开展装置易腐蚀部位查找以及定点测厚、测温工作，确保对敏感部位重点监控，值班干部确保热点部位的检查质量，有效利用设备研究所热成像仪进行高温部位监测。

4 露点腐蚀

4.1 露点腐蚀主要发生部位

烟气系统膨胀节，膨胀节内衬筒体与膨胀波之间没有反吹气，导致内部区域形成死区，当温度低于140℃时，形成酸性凝液，导致膨胀波腐蚀失效;低温部位热电偶套管间隙，由于该间歇存在死区，同样可以形成酸性凝液，导致腐蚀失效;大烟道内部衬里出现鼓包或者裂纹，导致烟气在器壁形成凝液，导致设备腐蚀;废锅低温省煤器，由于底温省煤器管束内无盐水温度在80℃左右，进入低温省煤器的烟气在200℃左右，经过换热后温度低于140℃时，形成酸性凝液，导致省煤器管束腐蚀。

4.2 露点腐蚀的预防措施

烟气系统膨胀节没有反吹风的在检修中更换为反吹风膨胀节，抑制凝液形成。在膨胀节外表面增加外伴热，提高膨胀节温度，从而减缓露点腐蚀;对反再系统所有热偶套管、测压管嘴、引线接管进行专项检查，对热偶套管、测压接管进行保温，提高接管壁温，减缓腐蚀速度。对热偶套管、测压接管保温处留测温孔，对接管进行热成像测温监控，及时观察各个接管温度趋势。废锅增加预热器，提高无盐水进低温省煤器温度，严格控制无盐水进低温省煤器温度不小于145℃，减缓省煤器管束腐蚀。

4.3 酸露点腐蚀案例

2012年2月16日20∶15车间人员检查发现再生器测压管嘴有催化剂泄漏，立即进行了现场处理。由于该漏点在再生器器壁与测压接管夹角焊缝处，处理困难。高温、高流速催化剂磨损使泄漏部位持续扩大，催化剂大量喷出，处理人员无法靠近。立即降低加工量至80 t/h、减小再生器压力至0.12 MPa，同时启用应急预案做好装置停工准备。将测压管嘴反吹风阀门全开(风压0.4 MPa大于再生器压力0.12 MPa)，阻止了催化剂向外喷出，紧张局面得以缓解。立即组织施工人员现场包焊处理，23∶25现场处理、试压完毕。1 h后生产恢复正常(见图4)。

图4 再生器测压管嘴腐蚀部位Fig.4 Regenerator pressure nozzle corroded areas

热偶套管及测压管腐蚀痕迹都处于迎风侧，而热偶套管及测压管长期处于死区状态，加上冬天环境温度较低，烟气中含有大量的NOx，SOx及水汽遇冷后会产生强酸介质，形成露点腐蚀环境，加剧了对套管腐蚀，从而导致套管腐蚀穿孔。对反再系统所有接管及热偶套管进行排查，对查出隐患部位进行包焊处理;对反再系统热偶套管、测压接管进行保温，提高接管壁温，减缓腐蚀速度;对反再系统热偶套管、测压接管保温处留测温孔，对接管进行热成像测温监控，及时观察各个接管温度趋势;按照现在反再系统热偶套管、测压接管，进行预制包焊管壳，在紧急情况下以作备用，节约抢修时间，防止事故的扩大。

5 结束语

催化裂化装置反再系统的腐蚀不利于装置的长周期安全平稳运行，因此在检修过程中严格控制施工质量，在正常生产中加强易腐蚀部位设备的运行监控，不断完善腐蚀的防护措施，才可减缓装置反再系统腐蚀。

[1]顾望平，邵祖光，刘积文，等.炼油设备工程师手册[M].北京:中国石化出版社，2010:774-815.

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